Южно-Ягунское нефтяное месторождение

Штанги в основном изготавливают из лигированных сталей и выпускают длиной 8000 мм и укороченные 1000, 1200, 1500, 2000 и 3000 мм как для нормальных, так и для коррозионных условий эксплуатации. Укороченные штанги применяются при регулировании длины колонны штанг с целью нормальной посадки плунжера штангового насоса. Они изготавливаются из стали той же марки и подвергаются такой же термообработке, что и штанги нормальной длины.

Насосно-компрессорные трубы (НКТ)

Насосно-компрессорные трубы бывают с гладкими и высаженными (равнопрчными) концами. Трубы с гладкими концами имеют равный диаметр по длине и поэтому в мемтах нарезки под муфтовые соединения несколко ослаблены. Трубы с высаженными наружу концами имеют утолщенные концы вместах нарезки под муфтовые соединения и поэтому повышенную прочность нарезной части трубы.

По длине НКТ разделяются на три группы: I - от 5,5 до 8 м; II - от 8 до 8,5 м; III - от 8,5 до 10 м.

Трубы изготавливаются из сталей пяти групп рочности: Д, К, Е, Л, М. Гладкие трубы и муфты к ним групп прочности К, Е, Л, М, а также все трубы с высаженными концами подвергаются термообработке.

Условный диаметр трубы с точностью до нескольких десятых долей миллиметра совпадает с наружним диаметром тела трубы.

НКТ в скважинах, особенно при ШСНУ, несут большую нагрузку. Кроме растяжения от действия собственного веса они подвержены нагрузке от веса столба жидкости, заполняющей НКТ, и иногда от веса колонны штанг при их обрыве в верхней части или при посадке плунжера на шток всасывающего клапана. В искривленных скважинах они подвергаются трению штанговыми муфтами.

Правильное сопряжение резьбовых соединений НКТ достигается при приложении крутящего момента определенной величины. Поэтому важно использовать автоматы для свинчивания и развинчивания НКТ со специальным фрикционным регулятором момента. Недопустим спуск НКТ без смазки резьбовых соединений, а также их транспортировка без предохранительных колец и деревянных заглушек.

Для уменьшения собственного веса труб при необходимости их спуска на большую глубину применяют ступенчатую колонну НКТ с большим диаметром вверху и малым внизу.

4.2.3 Общие сведения  об эксплуатации скважин УЭЦН

Установки УЭЦН предназначены для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин. Установка состоит из погружного насосного агрегата и кабельной линии, спускаемых в скважину на насосно-компрессорных трубах, и наземного электрооборудования (трансформаторной подстанции).

Погружной насосный агрегат включает в себя двигатель (электродвигатель с гидрозащитой) и насос, над которым устанавливают обратный и сливной клапаны.

Кабельная линия для подвода напряжения к двигателю состоит из основного питающего кабеля и плоского удлинителя с муфтой. Кабель прикреплен к гидрозащите, насосу и насосно-компрессорным трубам металлическими поясами.

Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску колонны насосно-компрессорных труб с насосным агрегатом и кабелем на фланце обсадной колонны, герметизацию затрубного пространства, отвод пластовой жидкости в трубопровод и газа из затрубного пространства.

Трансформаторная подстанция (трансформатор и комплектное устройство) преобразует напряжение промысловой сети до оптимальной величины на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает управление работой насосного агрегата установки и ее защиту при аномальных режимах.

Вместо комплектных устройств и трансформаторов можно применять комплектные трансформаторные подстанции типа КТППН-82 мощностью 100 и 250 кВА на напряжение 6 или 10 кВ для питания насосов, работающих в одиночных скважинах, и типа КТППНКС для питания четырех одновременно работающих скважинных насосов на кусте из четырех скважин.

В зависимости от максимального поперечного габарита погружного агрегата установки разделяют на три условные группы — 5, 5А и 6:установки группы 5 поперечным габаритом 112 мм применяют в скважинах с колонной обсадных труб внутренним диаметром не менее 121,7 мм;

Кабель в сборе имеет унифицированную муфту кабельного ввода К38 (К46) круглого типа. В металлическом корпусе муфты герметично заделаны изолированные жилы плоского кабеля с помощью резинового уплотнителя.

К токопроводящим жилам прикреплены штепсельные наконечники.

Модули насосные — газосепараторы (МНГ) предназначены для уменьшения объемного содержания свободного газа на всасывании насоса.

Газосепараторы соответствуют группе изделий II, виду 1 (восстанавливаемые) по РД 50-650—87, климатическое исполнение — В, категория размещения — 5 по ГОСТ 15150—69. Могут быть поставлены в двух исполнениях: газосепараторы 1МНГ5, МНГ5А и 1МНГ6 обычного исполнения; газосепараторы 1МНГК5 и МНГК5А повышенной коррозионной стойкости.

Устанавливают между входным модулем и модулем-секцией.

Газожидкостная смесь через сетку и отверстия входного модуля поступает в полость шнека и рабочих органов. Под напором газожидкостная смесьпоступает во вращающуюся камеру сепаратора, снабженную радиальными ребрами, где под действием центробежных сил газ отделяется от жидкости. Далее жидкость с периферии камеры сепаратора поступает по пазам переводника на всасывание насоса, а газ через наклонные отверстия отводится в затрубное пространство.

Трансформаторы обеспечивают питание погружных двигателей от сети переменного тока частотой 50 Гц, напряжением до 6000 В, работают на открытом воздухе в районах с умеренным и холодным климатом.

Трансформатор ТМПН состоит из магнитопровода стержневого типа, обмоток высокого и низкого напряжения, бака, заполняемого трансформаторным маслом, крышки с вводами и приводами переключателей, расширителя с маслоуказателями и воздухоосушителем и переключателем ответвлений обмоток высокого напряжения. Для герметизации разъемных частей трансформатора применяют уплотнения из маслостойкой резины.

Комплектные устройства обеспечивают включение и выключение погружных двигателей, дистанционное управление с диспетчерского пункта и программное управление, работу в ручном и автоматическом режимах, отключение при перегрузке и отклонении напряжения питающей сети выше 10% или ниже 15% от номинального, контроль тока и напряжения, а также наружную световую сигнализацию об аварийном отключении.

Комплектное устройство ШГС5805-49АЗУ1 размещено в металлическом шкафу двустороннего обслуживания.

Комплектное устройство КУПНА 83-29А2У1 состоит из высоковольтного шкафа управления двустороннего обслуживания с передними дверьми и задним заграждением и низковольтного ящика управления. В шкафу установлены трансформаторы тока и напряжения, разъединитель, высоковольтный контактор, выключатели предохранители, разрядники. Ящик содержит блок управления, электроизмерительные приборы, реле, сигнальную аппаратуру, переключатели и пусковые кнопки.

Рисунок 4.1 Установка погружного центробежного насоса:

1 — двигатель; 2 — модульный  насос; 3 — кабельная линия:

4 — обратный и спускной  клапаны; 5 — крепежный пояс;

6 — трансформаторная  подстанция

Погружной электродвигатель.

Погружной электродвигатель (ПЭД) является приводом электроцентробежного насоса (рисунок 4.2). Применяется асинхронный электродвигатель с короткозамкнутым ротором. В соответствии со спецификой эксплуатации ПЭД выполнен цилиндрическим и сильно развит в длину.

Отечественная промышленность освоила выпуск более 12 типов ПЭД мощностью от 10 до 125. кВт. Выпускаются ПЭД с диаметрами корпуса 103 мм для обсадной колонны 121,7; 117 мм для 130 мм, 123 мм для 143,3 мм, 138 мм для 148,3 мм.

Основными узлами ПЭД являются: статор, ротор, опорная пята, вал. Назначение статора и ротора и принцип их работы аналогичны электродвигателю обычной конструкции.

Специфичным является положение ПЭД в скважине вертикальное, следовательно, ротор ПЭД.нужно удержать и зафиксировать в этом положении.

Для этой цели служит опорная пята и подшипники скольжения, расположенные на валу и фиксируемые в статоре ПЭД. Вал имеет сквозное отверстие, через которое циркулирует масло, принудительно перекачиваемое турбинкой. Масло смазывает подшипники и охлаждает ПЭД.

Напряжение на обмотку статора подается через специальный герметичный токоподвод, своеобразный штепсельный разъем.

Погружной двигатель имеет следующую маркировку: ПЭДС90-1) 7В5.

Это означает: П — погружной, Э - электрический, Д — двигатель, С — секционный, 90 — мощность в кВт, 117 — диаметр корпуса в мм, В — климатическое исполнение, 5 — диаметр обсадной колонны.

Система гидрозащиты.

Под гидрозащитой понимают комплекс устройств, предназначенных противодействовать проникновению пластовой жидкости в полость двигателя и компенсировать температурное расширение масла в ПЭД.

Промышленность выпускает гидрозащиту, состоящую из двух узлов — компенсатора (монтируется ниже ПЭД) и протектора (монтируется между ЭЦН и ПЭД) — типа «Г».

Компенсатор служит для 'передачи давления окружающей среды маслу в ПЭД и компенсации расхода масла. Представляет собой эластичный резиновый мешок, сообщающийся с ПЭД.

Протектор выполняет функцию защитной камеры ( узлы торцового уплотнения), разгрузочной камеры (узел гидропяты) и резервуара с маслом.

Подача напряжения к погружному электродвигателю осуществляется по бронированному трехжильному кабелю круглого или прямоугольного сечения.

Погружные насосы являются многоступенчатыми центробежными насосами. Каждая ступень состоит из вращающего рабочего колеса и неподвижного диффузора. Обьем выдаваемой жидкости определяется типом ступени. Из-за ограниченного диаметра обсадной трубы скважины напор, создаваемый отдельной ступенью относительно мал, поэтому определенное число ступеней собирается вместе, чтобы отвечать требованиям каждого отдельного применения. Суммарный напор насоса и потребляемая мощность определяется числом ступеней. Насосы производят в широком диапозоне производительностей и практически для всех условий, встречающихся в скважинах. Корпус, основание и выпускная головка изготавливаются из углеродистой стали. Рабочие колеса и диффузоры отлиты из чугуна с высоким содержанием никеля с целью повышения антиабразивных и антикоррозийных свойств. Вал делается из высокопрочной антикоррозионной нержавеющей стали. Общая длина односекционного насоса ограничена, чтобы обеспечить должную сборку и транспортировку. Однако, несколько секций насоса можно соединить последовательно, чтобы создать необходимый напор. Максимальный размер (число ступений) насоса определяется на основании следующих ограничений: мощность насоса, ограниченная прочностью вала; номинальное давление корпуса насоса; нагрузочная способность упорного подшипника.

Наземное оборудование скважины, эксплуатируемой УЭЦН, составляет устьевая арматура, станция управления работой скважинной установки и трансформатор напряжения. Станция управления обеспечивает запуск и управление работой электродвигателя, трансформатор повышает напряжение, получаемое от промысловой электрической сети до величины, на которую рассчитан погружной двигатель.

4.2.4 Технические характеристики  насосов

Количество и длина секций в насосе подбирается в зависимости от необходимой производительности и напора, но не более напора указанного в таблице 4.1.

 

Таблица 4.1 Технические характеристики насосов

Насос	Подача в раб. зоне, м3/сут.	Напор макс, м	Макс. потр. мощн, кВт	КПД %	Напор, м			Количество ступеней, шт.			Потребляемая мощность, кВт			Масса, кг
С-3	С-4	С-5	С-3	С-4	С-5	С-3	С-4	С-5	С-3	С-4	С-5
ЭЦНА5-18	12-30	2000	16,2	26	510	680	870	123	167	211	4,06	5,54	6,93	104	135	166
ЭЦНА5-30	20-40	2000	20,0	35	460	600	790	123	167	211	4,55	6,06	7,77	104	135	166
ЭЦНА5-60	35-80	2000	31,7	44	500	675	855	109	147	186	7,84	10,58	13,39	107	137	178
ЭЦНА5-80	60-115	2000	36,2	51,5	505	695	870	110	149	189	8,91	12,07	15,31	100	138	166
ЭЦНА5-125	105-165	2000	48,7	58,5	420	550	720	94	127	160	10,2	13,8	17,44	112	147	180
ЭЦНА5-200	150-265	1400	65,8	50	275	375	470	74	101	127	12,8	17,41	21,9	102	132	166
ЭЦНА5А-160	125-205	2000	61,9	61	495	670	845	91	123	155	15,23	20,62	26,19	131	170	208
ЭЦНА5А-250	195-340	1850	86,0	61,5	270	370	460	50	68	86	12,55	17,06	21,58	129	167	205
ЭЦНА5А-400	300-440	1300	101,2	59,5	190	260	320	47	64	80	15,0	20,5	25,58	127	164	202
ЭЦНА5А-500	430-570	1150	122,0	54,5	170	230	290	42	57	72	17,8	24,17	30,5	143	185	228
ЭЦНА6-800	550-925	1100	175,66	60	190	260	325	38	51	65	30,62	41,09	52,39	166	205	264
22..ЭЦНА5-60	35-80	1950	29,17	51	483	658	828	105	143	180	6,3	8,58	10,8	116	151	186

 

Примечание: По заказу потребителя насосы могут быть изготовлены с большим напором, чем указано в таблице 4.1.

 

4.2 Преимущество скважин  оборудованных УЭЦН 

При эксплуатации скважин штанговыми насосами появляются осложнения связанные с техническими возможностями штанговых насосов:

- необходимость надёжной  механической связи привода с  насосом в скважине;

- ограниченность количества  возвратно-поступательных движении плунжера насоса;

- низкий КПД насоса  из-за потерь механической энергии  на деформирование деталей конструкции;

- ограниченность применения  на искривлённых скважинах;

- ограниченность по подаче  насоса;

Поэтому, при выборе способа эксплуатации скважины с дебитом по жидкости равным 60 м3 /сут., предпочтение было отдано бесштанговому способу эксплуатации, в частности с применением установки электроцентробежного насоса. Кроме того применение УЭЦН при дальнейших этапах разработки месторождения позволит применить форсированные методы отбора пластовой жидкости.

Эксплуатация скважин бесштанговыми насосами занимает на современном этапе развития отечественной нефтедобывающей промышленности особое место. Достаточно сказать, что из основных типов бесштанговых установок: установок погружных центробежных электронасосов (УПЦЭН), установок гидравлических поршневых насосов ГПН) и установок винтовых электронасосов (УВЭН) – на долю УПЦЭН ходится примерно половина всей добываемой в отрасли жидкости. Эксплуатация скважин бесштанговыми установками характеризуется некоторыми особенностями, связанными с принципом действия и конструкцией самих установок.

При подборе установки выбирают такие типоразмеры насоса, электродвигателя с гидрозащитой, кабеля, трансформатора, диаметра НКТ, а также глубину спуска насоса, сочетание которых обеспечивает освоение скважины и необходимую норму отбора ( номинальный дебит ) жидкости из нее в установившемся режиме работы системы скважина - установка при наименьших затратах.

 

5 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

5.1 Характеристика фонда  скважин, оборудованных УЭЦН

В настоящие время добыча нефти на Южно - Ягунском месторождении осуществляется механизированным способом.

На 01.01.2002 года эксплуатационный фонд ЦДНГ-1 Южно - Ягунского месторождения составил, 174 скважины. Из эксплуатационного фонда в действии находятся 151 скважина, в бездействии 23 скважины. Из всего эксплуатационного фонда скважины, оборудованные УЭЦН, составляют 137 скважин, а скважины, оборудованные ШГН, составляют 37 скважин.

В простаивающем фонде находятся 6 скважин, оборудованных УЭЦН, скважин оборудованных ШГН в простое нет. Отсюда следует, что на 01.01.2002 года количество скважин, дающих продукцию, составляет 126 скважин оборудованных УЭЦН и 19 скважин оборудованных ШГН. Количество скважин, относящиеся к системе поддержания пластового давления, составляет 56 скважин, из них в простое находится 2 скважины. Из всего фонда ликвидировано 12 скважин и 15 скважин относятся к пьезометрическим. Общий фонд скважин ЦДНГ-1 Южно - Ягунского месторождения составляет 334 скважины.